CN105778880A - 利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法 - Google Patents

利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，该方法通过以下步骤实现：步骤一：基液的制备，其重量份配比为：高硬度盐水91.2～99.85份、植物胶粉0.15～0.8份、原油破乳剂0～1.0份、助排剂0～2.0份、起泡剂0～2.0份、杀菌剂0～1.0份、粘土稳定剂0～2.0份；步骤二：植物胶交联压裂液的制备，其重量份配比为：所述步骤一制得的基液70.0～99.95份、交联剂0.05～30.0份；将所述交联剂与基液混合均匀而形成植物胶交联压裂液。

Description

利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法
技术领域
本发明属于植物胶交联压裂液技术领域，具体涉及一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法。
背景技术
随着环境保护意识及节水节能要求的加强，伴随着油气田大规模的开发、海上油气田压裂施工的开展，国内外开始逐步利用海水、油气田（含煤层气田、页岩油气田）采出水、油气田（含煤层气田、页岩油气田）压裂返排液、油气田（含煤层气田、页岩油气田）酸化返排液、油气田钻井泥浆滤液等高硬度的盐水替代传统的淡水以配制水力压裂用压裂液。
在利用上述高硬度的盐水配制植物胶压裂液、尤其是交联基压裂液时，二价和三价阳离子的存在会对压裂液性能造成以下方面的影响：
1、二价和三价阳离子会抑制植物胶类高分子的溶胀与增粘：这是因为植物胶高分子如瓜尔胶、香豆胶、田菁胶及它们的衍生物均可通过分子链上的羟基或羧基与二价和三价产生螯合并聚集、沉淀。
2、压裂液配制过程中，二价和三价阳离子会与压裂液中所需的碱性物质产生沉淀，从而破坏压裂液的性能。
3、压裂液在进入地层后，随着温度的升高，二价和三价阳离子也会产生沉淀，从而破坏压裂液的酸碱平衡，降低压裂液的耐温耐剪切能力。
因此，在利用上述高硬度的压裂液用水配制植物胶压裂液时，必须消除或降低二价和三价阳离子对压裂液性能的影响。
在现有技术中，主要采用阻垢剂（也称掩蔽剂、离子屏蔽剂、屏蔽剂）解决二价和三价阳离子的影响，采用碱性物质提高压裂液的耐温性能。
依据中国专利CN105038757A、CN105255475A、CN103289668A、CN104610954A、CN103881689A均采用阻垢剂，水中的钙镁等阳离子总含量对阻垢剂的加量有较为严格的要求，比如在耐温条件确定的情况下，如果压裂所用的水源钙镁总含量增加，则阻垢剂的量就得相应增加，否则会产生沉淀。
依据中国专利CN104610954A、CN105131932A、CN102618249A、CN103881689A均需使用碱性物质，而垢的生成是与体系碱性程度成正比的，碱的添加会加重结垢的产生。
发明内容
有鉴于此，本发明的主要目的在于提供一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
本发明实施例提供一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，该方法通过以下步骤实现：
步骤一：基液的制备，其重量份配比为：高硬度盐水91.2～99.85份、植物胶粉0.15～0.8份、原油破乳剂0～1.0份、助排剂0～2.0份、起泡剂0～2.0份、杀菌剂0～1.0份、粘土稳定剂0～2.0份；
步骤二：植物胶交联压裂液的制备，其重量份配比为：所述步骤一制得的基液70.0～99.95份、交联剂0.05～30.0份；将所述交联剂与基液混合均匀而形成植物胶交联压裂液。
上述方案中，所述植物胶粉为瓜尔胶、田菁胶、香豆胶、魔芋胶及它们的衍生物。
上述方案中，所述交联剂为硼酸脂聚合物，由硼酸与含有2个以上羟基的羟基酸反应脱水后的产物，其分子结构式为：
其中，R是含有羧基的碳氢化合物。
上述方案中，所述高硬度盐水为钙镁离子总量大于100毫克/升的水，具体为地下水、地表水、海水、油气田含煤层气田、页岩油气田的采出水、油气田含煤层气田、页岩油气田的压裂返排液、油气田含煤层气田、页岩油气田的酸化返排液、油气田含煤层气田或者页岩油气田的钻井泥浆滤液。
与现有技术相比，本发明的有益效果：
本发明不使用阻垢剂，而是利用交联剂自身分解所产生的多羟基羧酸盐中的羧基与钙、镁及其它多价离子形成络合物，本发明配制的植物胶压裂液则不受钙镁含量的影响，只要耐温条件确定，则压裂液的配方可以保持相对的稳定。
本发明无需加碱，而是利用交联剂分解后产生的硼酸与多羟基羧酸盐形成弱碱性的缓冲体系，以长时间维持体系较为稳定的pH环境，保障压裂液体系的耐温性能。
附图说明
图1为本发明实施例提供一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法的流程图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明实施例提供一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，如图1所示，该方法通过以下步骤实现：
步骤一：基液的制备，其重量份配比为：高硬度盐水91.2～99.85份、植物胶粉0.15～0.8份、原油破乳剂0～1.0份、助排剂0～2.0份、起泡剂0～2.0份、杀菌剂0～1.0份、粘土稳定剂0～2.0份；
具体地，所述高硬度盐水为钙镁离子总量大于100毫克/升的水，具体为地下水、地表水、海水、油气田含煤层气田、页岩油气田的采出水、油气田含煤层气田、页岩油气田的压裂返排液、油气田含煤层气田、页岩油气田的酸化返排液、油气田含煤层气田或者页岩油气田的钻井泥浆滤液。
所述植物胶粉为瓜尔胶、田菁胶、香豆胶、魔芋胶及它们的衍生物。
所述原油破乳剂、助排剂、起泡剂、杀菌剂、粘土稳定剂是油气田常用料，没有特殊的要求。
按照所述配比，将植物胶粉均匀加入高硬度盐水中，加完后再分别加入原油破乳剂、助排剂、起泡剂、杀菌剂、粘土稳定剂等所需的一种或多种添加剂，然后混合均匀即为基液。
步骤二：植物胶交联压裂液的制备，其重量份配比为：所述步骤一制得的基液70.0～99.95份、交联剂0.05～30.0份；将所述交联剂与基液混合均匀而形成植物胶交联压裂液。
具体地，所述交联剂为硼酸脂聚合物，由硼酸与含有2个以上羟基的羟基酸反应脱水后的产物，其分子结构式为：
其中，R是含有羧基的碳氢化合物。
该硼酸脂聚合物中的脂键在不同的温度下会逐步水解。
低温时，硼酸脂主要依靠长分子链两端的硼水解与瓜尔胶产生交联，而中间段的硼因为受到排斥作用而较少参与交联反应。
随着温度的逐步升高，分子链中间的脂键会产生断裂，温度越高、断裂加剧，不但会有硼加入参与交联反应，从而抵消温度升高而导致的原有交联的减弱，以提高交联体系的耐温性能。
温度升高、脂键断裂，分解后产生的硼酸与多羟基羧酸盐会形成弱碱性的缓冲体系，以长时间维持体系较为稳定的pH环境，保障体系的耐温性能。
另外，分解所产生的多羟基羧酸盐通过其中的羧基与钙、镁及其它多价离子形成强有力的络合物，阻止钙镁在弱碱性的交联环境及高温下产生沉淀反应，防止钙镁对地层产生二次伤害。
实施例１：
在现场总容量为100m3容器中加入98.82m3总硬度为810毫克/升的地下水，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入250Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入30Kg原油破乳剂、300Kg助排剂、100Kg杀菌剂、500Kg粘土稳定剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.25%的压裂液基液L1。
压裂施工时，在泵注溶液L1的同时，将400Kg交联剂与基液L1以“基液L1：交联剂=100Kg：0.4Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温90℃以内油层进行压裂施工。
实施例２：
在现场总容量为100m3容器中加入99.00m3总硬度为4200毫克/升的压裂返排液，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入350Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.35%的压裂液基液L2。
压裂施工时，在泵注溶液L2的同时，将500Kg交联剂与基液L2以“基液L2：交联剂=100Kg：0.5Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温120℃以内油层进行压裂施工。
实施例3：
在现场总容量为100m3容器中加入98.90m3总硬度为28000毫克/升的酸化返排液，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入450Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.45%的压裂液基液L3。
压裂施工时，在泵注溶液L3的同时，将800Kg交联剂与基液L3以“基液L3：交联剂=100Kg：0.8Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温140℃以内油层进行压裂施工。
实施例4：
在现场总容量为100m3容器中加入98.90m3总硬度为8000毫克/升的气田采出水，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入450Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.45%的压裂液基液L４。
压裂施工时，在泵注溶液L4的同时，将700Kg交联剂与基液L4以“基液L4：交联剂=100Kg：0.7Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温150℃以内油层进行压裂施工。
实施例5：
在现场总容量为100m3容器中加入98.90m3总硬度为4200毫克/升的海水，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入450Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.45%的海水基压裂液基液L5。
压裂施工时，在泵注溶液L5的同时，将600Kg交联剂与基液L5以“基液L5：交联剂=100Kg：0.6Kg”的比例进行混合而形成海水基交联压裂液，该压裂液可用于井温150℃以内油层进行压裂施工。
实施例6：
在现场总容量为100m3容器中加入98.20m3总对钻井泥浆进行压滤后、总硬度为1360毫克/升的压滤液，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入350Kg羟丙基瓜尔胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂、300Kg粘土稳定剂、500Kg起泡剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.3%的压裂液基液L6。
压裂施工时，在泵注溶液L6的同时，将500Kg交联剂与基液L6以“基液L6：交联剂=100Kg：0.5Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温120℃以内天然气层进行压裂施工。
实施例7：
在现场总容量为100m3容器中加入98.25m3总硬度为3700毫克/升的压裂返排液，启动真空射流泵循环，慢慢通过射流泵吸入口加入300Kg香豆胶粉，然后分别加入50Kg原油破乳剂、500Kg助排剂、100Kg杀菌剂、300Kg粘土稳定剂、500Kg起泡剂，继续循环至液体混合充分，形成羟丙基瓜尔胶粉浓度为0.3%的香豆胶压裂液基液L7。
压裂施工时，在泵注溶液L7的同时，将400Kg交联剂与基液L7以“基液L7：交联剂=100Kg：0.4Kg”的比例进行混合而形成交联压裂液，该压裂液可用于井温120℃以内天然气层进行压裂施工。
以上所述，仅为本发明的较佳实施例而已，并非用于限定本发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，其特征在于，该方法通过以下步骤实现：
步骤一：基液的制备，其重量份配比为：高硬度盐水91.2～99.85份、植物胶粉0.15～0.8份、原油破乳剂0～1.0份、助排剂0～2.0份、起泡剂0～2.0份、杀菌剂0～1.0份、粘土稳定剂0～2.0份；
步骤二：植物胶交联压裂液的制备，其重量份配比为：所述步骤一制得的基液70.0～99.95份、交联剂0.05～30.0份；将所述交联剂与基液混合均匀而形成植物胶交联压裂液。
2.根据权利要求1所述的利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，其特征在于：所述植物胶粉为瓜尔胶、田菁胶、香豆胶、魔芋胶及它们的衍生物。
3.根据权利要求1或2所述的利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，其特征在于：所述交联剂为硼酸脂聚合物，由硼酸与含有2个以上羟基的羟基酸反应脱水后的产物，其分子结构式为：
其中，R是含有羧基的碳氢化合物。
4.根据权利要求3所述的利用高硬度盐水配制植物胶交联压裂液的制备方法，其特征在于：所述高硬度盐水为钙镁离子总量大于100毫克/升的水，具体为地下水、地表水、海水、油气田含煤层气田、页岩油气田的采出水、油气田含煤层气田、页岩油气田的压裂返排液、油气田含煤层气田、页岩油气田的酸化返排液、油气田含煤层气田或者页岩油气田的钻井泥浆滤液。
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Address after: Xi Zhen Xi Deng Cun, Xianyang City, Shaanxi province 713800 Sanyuan County Po

Applicant after: SANYUAN HONGDISEN FINE CHEMICAL CO., LTD.

Applicant after: Hubei Feite Woer Technology Co., Ltd.

Applicant after: FENGDENG PETROCHEMICAL COMPANY

Address before: 713800 Deng village, West Town, Xianyang, Shaanxi

Applicant before: SANYUAN HONGDISEN FINE CHEMICAL CO., LTD.

Applicant before: Hubei Feite Woer Technology Co., Ltd.

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Effective date of registration: 20190515

Address after: 713800 Xideng Village, Pixi Town, Sanyuan County, Xianyang City, Shaanxi Province

Co-patentee after: Shaanxi Freco Energy Technology Co., Ltd.

Patentee after: SANYUAN HONGDISEN FINE CHEMICAL CO., LTD.

Co-patentee after: FENGDENG PETROCHEMICAL COMPANY

Address before: 713800 Xideng Village, Pixi Town, Sanyuan County, Xianyang City, Shaanxi Province

Co-patentee before: Hubei Feite Woer Technology Co., Ltd.

Patentee before: SANYUAN HONGDISEN FINE CHEMICAL CO., LTD.

Co-patentee before: FENGDENG PETROCHEMICAL COMPANY